早期注水对压裂改造影响的研究

陕北油田区域构造上位于鄂尔多斯盆地,属于低渗透、特低渗透油田,实施压裂改造可以提高油田的整体开发效益。通过对姚店油田长6油层进行注水压裂改造,油井平均单井日产量提高了234%,稳产时间达3个月以上。研究表明特低渗透油层在注水受效后油层压力开始恢复时,对油层实施压裂,可以提高采收率,获得最好的增产、稳产效果。     

改进注聚井压裂解堵工艺的实践和认识

为了降低注聚井的注入压力，提高聚驱开发效果，喇嘛甸油田曾采用过注入解堵剂、热化学等多种解堵方法，但解堵效果不理想，主要表现在注入压力降低幅度小、解堵有效期短。为此，对21口注聚井实施了压裂改造，但21口压裂井的平均有效期只有15天，最长一口井的有效期也仅有31d，压裂所能改造的油层面积和力度是其它物理、化学解堵措施无法相比的，压裂没有使注聚井降低注入压力，其它油层处理措施也很难达到“解堵降压’的目的一所以，我们认为要从根本上降低注聚井的注入压力，必须针对注聚井特点，改进注聚井的压裂解堵工艺。     

千12块综合配套开发技术研究

千12块兴隆台油层1992年3月投入开发,区块自投入开发以后油井水淹严重,2002年底全块53口油井相继高含水报废关井,62口油井开井仅2口,区块处于濒临停产状态。自2004年8月开始通过对区块剩余油分布规律研究,采取井间侧钻、深调浅堵、注汽参数优化等综合配套技术,区块开发效果明显好转,截止到2006年8月采油速度提高了0.31%,实现了二次开发。     

海上低渗透油藏水力压裂技术适应性评价?

由于海上低渗透油田比陆上油田具有更高的开发风险,合理的水力压裂改造措施对提高其经济效益起着至关重要的作用。针对南海某低渗透油田新区块建立了压裂改造图版,以评价该区油井的压裂改造技术适应性。研究结果认为:目标油田的油层组Ⅰ和Ⅱ适合采取压裂措施,推荐两层合压。油层组Ⅲ因为下部0.9 m紧邻水层,不适合采取压裂措施。若已知该区块开发需要满足的经济产量,还可以根据压裂改造图版进行选井选层。     

海上低渗透油藏水力压裂技术适应性评价?

由于海上低渗透油田比陆上油田具有更高的开发风险,合理的水力压裂改造措施对提高其经济效益起着至关重要的作用。针对南海某低渗透油田新区块建立了压裂改造图版,以评价该区油井的压裂改造技术适应性。研究结果认为：目标油田的油层组Ⅰ和Ⅱ适合采取压裂措施,推荐两层合压;油层组Ⅲ因为下部0.9m紧邻水层,不适合采取压裂措施。若已知该区块开发需要满足的经济产量,还可以根据压裂改造图版进行选井选层。     

油井多裂缝压裂技术在靖安油旺大路沟二区的应用研究

靖安油田大路沟二区是采油四厂主力采油区块,具有典型“三低”油藏特点。随着开发时间的延长,油井开发矛盾日益显现,严重影响该区块的开发水平。本文重点分析了目前影响大路沟二区油井低产低效的主要因素,提出多裂缝压裂的重复压裂技术思路,并通过现场试验进一步探索不同区域的适应性,为该区块后期提高单井产量提供技术保障。     

薄差储层注采井组对应压裂裂缝参数优化

为了探索薄差储层储量有效动用的技术途径,解决油田开发过程中的实际问题,明确注采井组对应压裂的增产效果及最优裂缝参数,采用以电模拟实验为主、数值模拟为辅的方法,对注采井组对应压裂的增产效果进行评价,并得出了在"四注一采"井组中注采井组对应压裂的最优裂缝参数。结果表明,对于同等的压裂规模,注采井组对应压裂的增产效果优于单独压裂油井,单独压裂油井的增产效果优于单独压裂水井;"四注一采"井组的注采井组对应压裂的最佳压裂规模组合为:油井裂缝穿透比42%、水井裂缝穿透比13%;注采井组对应压裂的最优裂缝导流能力为40μm~2·cm。故对于薄差储层,采用注采井组对应压裂技术进行改造,具有良好的效果,并在注采井组对应压裂时,应以油井压裂为主。实验研究结果为薄差储层注采井组对应压裂的裂缝参数设计提供了有效的参考,对于提高老油田表外储层的开发效果具有重要的现实意义。     

无泵采油技术在扶余油田的应用

扶余采油厂是吉林油田最早开发的中低渗油田,油井增产主要是压裂措施,压后普遍出砂,加上较长时间的注水开发,导致油井井况异常复杂,出砂、出泥浆情况严重制约着油井免修期的延长。对于出砂、出泥浆井通常采用的是加长双防和无固定泵技术,但对出砂、出泥浆较严重井效果不是很好,由此引进了无泵采油技术,为提高此类井的油井免修期做了探索性的尝试。     

古城油田常采区块注水计量误差分析及措施

油田投入开发后,如果没有相应的驱油能量补充,油层压力将随着开发时间,逐渐下降,引起产量下降,使油田的最终采收率下降。通过注水井向油层注水,是保证油层压力,提高油藏采油速度和采收率,达到油田产油稳定的目的：古城油田现有注水井45口,日注水量约为1741方.在保证油田配注要求的前提下。注水流量计能否准确计量,不仅是注水开发的需要,还是节约大量生产用水和电能消耗的有力措施,对降低油田生产运行成本起着十分积极的作用。     

小断块边水稠油油藏抑制边水侵入对策研究

新庄油田油层含油面积小,边水活跃;在蒸汽吞吐采油过程中,指进现象严重,导致油井严重水淹,不利于油田开发.在建立精细油藏地质模型的基础上,开展了边水侵入规律、影响因素等研究;探讨了地层倾角、渗透率、原油性质、单井排液强度、井至油水边界距离等因素对油田开发的影响;研究了抑制边水侵入、提高蒸汽吞吐效果的开发技术对策,制定了封堵高渗层、优化注采参数、油层底部避射、边部井短周期吞吐、边部井提液等对策.在新庄油田泌浅57区应用后,取得较好的开发效果.     

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点,分析了海上油田控水的迫切性.海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水.为了提高采收率,任何形式的产出水都要控制.海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成,这两项技术都由措施必要性判断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成.海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明,海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景.     

海上油田提高采收率的控水技术

根据海上油田采油特点，分析了海上油田控水的迫切性。海上油田产出水主要来源于注入水、边水和底水。为了提高采收率，任何形式的产出水都要控制。海上油田控水技术由注水井调剖技术和油井堵水技术组成，这两项技术都由措施必要性：划断、堵剂选择、堵剂用量计算和堵剂放置工艺等技术组成。海上油田调剖堵水成功的矿场试验说明，海上油田控水技术具有可行性和广阔的应用前景。     

封堵水工艺技术研究及应用

随着油田开发的不断深入及开发年限的不断延长,以及多油层开采年限增长,对注水开发、多层开采的油田,油井产量逐步递减,油层含水逐步上升,还有地质条件、层间差异、工程因素的影响造成管外层间串通,通过对卡封堵水工具和堵剂方面的研究,以及通过对封水工艺技术难点的分析对比,采用机械水泥承留器、四机赛瓦桥赛、井筒内填砂、注水泥塞、挤水泥封堵水综合配套应用封水,为油田稳产和开发方案的实施开创了新思路。     

类油井开发动态规律分析的软件实现

在油田开发动态分析中,经常需要根据油井的某种属性,把油井分成若干类。比如:按相对注水井的位置可分为东西向油井或南北向油井,按投产时间可分为1999年投产油井或2000年以后投产油井,还可以分为增注区油井、压裂措施油井等等。每类油井的数量或多或少,可能是几十口,也可能是几百口、几千口。研究各类油井各主要动态参数的变化历程,分析其变化规律,对于提高油田开发水平有着极其重要的意义。     

北东块二类油层三元复合驱油试验阶段效果及认识

喇嘛甸油田由于距物源近,油层厚度大,非均质性强,油层性质与已开展的三元复合驱油试验区差异较大。为研究非均质厚油层三元复合驱油技术应用的可行性,2008年在北东块开展二类油层三元复合驱油先导性矿场试验。试验阶段效果明显,油井见效早,含水下降幅度大,阶段提高采收率幅度大。从注、采井距,油、水井剖面调整情况及三元体系采油井乳化等方面对试验区阶段效果进行分析,得出认识,120m井距条件下高粘度三元体系注入顺利,油井产液量基本保持稳定,优化后的三元方案剖面调整幅度大,扩大波及体积作用强,三元体系与试验区原油形成超低界面张力比例高,原油乳化作用明显。     

多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验

油田开发初期,厚油层的油藏条件优越,单井压裂增油效果显著,压裂改造规模较小。随着油田开发的不断进行,厚油层的油藏条件逐年变差,常规压裂已不能满足多段多韵律厚油层的需要。针对以上问题,开展了多层段多裂缝压裂工艺技术现场试验,扩大改造油层厚度和改造规模,从而提高水驱压裂井挖潜效果。     

二氧化碳三元复合吞吐采油技术在杜84区块的应用

针对曙光油田杜84区块兴隆台油层超稠油油藏热采开发的具体情况,成功应用二氧化碳三元复合吞吐采油技术,该工艺技术有降粘,提高油层能量,增强原油流动性和调整油层纵向吸汽剖面,提高油层纵向动用程度的作用.     

安塞油田长6油层端部脱砂压裂试验

安塞油田长 6油层的地质特征及油井生产状况显示 ,该油层存在着含水率上升快、区块内产量和压力分布严重不均等问题 ,这直接影响了油田的开发效益和最终采收率 ,对油田稳产造成严重威胁。针对长 6油层的特点 ,采用了蜡球暂堵端部脱砂的压裂改造技术。该技术主要通过在原裂缝内形成新的裂缝和沟通部分天然微裂缝来增加泄油面积 ,提高裂缝导流能力。现场试验表明 ,蜡球暂堵端部脱砂重复压裂技术能够解决长 6油层侧向井重复压裂改造的难题 ,使油井产量得到了大幅度的提高 ,并取得了明显的压裂效果     

注聚合物后转后续水驱油田整体调剖研究

针对孤岛油田中一区Ng3层段注聚合物后转后续水驱时对应油井聚合物产出浓度高的问题 ,开发出一套相应的调剖治理技术。综合考虑注聚合物井的渗透率、吸水剖面、注入动态、井口压降曲线及对应油井的聚合物产出浓度等因素 ,利用模糊综合评判原理优选出最佳的调剖井 ,并根据注入动态优化了堵剂类型和堵剂用量。在矿场实施后 ,处理井的视吸水指数下降 ,剖面得到改善 ,对应的油井聚合物浓度降低 ,日产油量增加。 11口调剖井对应的 49口油井中 ,见效 35口 ,受效率达 71 4%。说明这套调剖技术能有效地改善注聚合物后转后续水驱油田的开发效果。     

寨子河油田长6油层注水开发效果评价

应用油田注水开发动态分析技术、注水开发效果理论图版评价技术对吴起油田寨子河油区长6油田从注水方式和注采井网适应性、注采压力系统适应性、综合含水率、地层压力变化、注水利用率等9个方面评价注水开发效果。针对该油层目前注水存在问题,分析评价该区块生产特征、评价地层吸水能力及水驱储量动用状况等,提出长6油层注水开发调整措施,以改善油田开发效果,提高油田采收率。